NO174476B

NO174476B - Device for covering an abandoned underwater bridge head

Info

Publication number: NO174476B
Application number: NO921605A
Authority: NO
Inventors: Leo Helland
Original assignee: Cooper Ind Inc
Priority date: 1992-04-24
Filing date: 1992-04-24
Publication date: 1994-01-31
Also published as: NO921605D0; NO174476C; NO921605L

Description

Oppfinnelsen angår en anordning for overdekking av et midlertidig eller permanent forlatt undervanns-brønnhode, omfattende en i bruksstilling oppad- og innadskrånende kappe som er innrettet til å anbringes og forankres stort sett koaksialt omsluttende over den over bunn-nivå oppstikkende del av brønnhodet The invention relates to a device for covering a temporarily or permanently abandoned underwater wellhead, comprising an upwardly and inwardly sloping casing in use position which is arranged to be placed and anchored in a largely coaxial enveloping manner over the part of the wellhead that protrudes above bottom level

Forlatte undervanns-brønnhoder utgjør et problem, særlig i forbindelse trålfiske, idet trålen lett henger seg fast i det oppstikkende brønnhode, og derved ødelegges. For permanent forlatte brønner kan problemet ofte enklest løses ved avkapping av brønnhodet og gjenplugging av den resterende del i nivå med havbunnen. For midlertidig forlatte brønner, som man eventuelt vil vende tilbake til på et senere tidspunkt, f.eks. med sikte på assistert utvinning, er situasjonen en annen, idet det her er viktig å holde brønnhode-konstruksjonen mest mulig intakt i hvileperioden. Foruten at et slikt midlertidig forlatt brønnhode som ovenfor nevnt utgjør et problem for annen virksomhet på havet, er det også fare for at brønnhodet selv kan skades av trål, ankere eller annet utstyr som slepes langs bunnen. Skade på brønnhodet kan i sin tur føre til oljeforurensning. De fleste land, deriblandt Norge, har derfor forskrifter som påbyr overdekking av slike midlertidig pluggete og forlatte brønnhoder. Abandoned underwater wellheads pose a problem, particularly in connection with trawling, as the trawl easily gets stuck in the protruding wellhead, and is thereby destroyed. For permanently abandoned wells, the problem can often be most simply solved by cutting off the wellhead and re-plugging the remaining part at level with the seabed. For temporarily abandoned wells, which you may want to return to at a later date, e.g. with a view to assisted recovery, the situation is different, as here it is important to keep the wellhead construction as intact as possible during the rest period. Besides the fact that such a temporarily abandoned wellhead as mentioned above poses a problem for other activities at sea, there is also a danger that the wellhead itself may be damaged by trawls, anchors or other equipment that is towed along the bottom. Damage to the wellhead can in turn lead to oil contamination. Most countries, including Norway, therefore have regulations requiring the covering of such temporarily plugged and abandoned wellheads.

I dette øyemed er det tidligere foreslått en rekke ulike konstruksjoner. Som eksempel kan nevnes US patent 4 919 210 som viser en anordning av ovennevnte art, med en pyramideformet kappe som ved hjelp av kranutstyr nedsenkes over brønnho-det for å hvile på havbunnen på grunn av sin tyngde, eventuelt forankres til ankerfester som drives inn i havbunnen. Som ytterligere eksempler på kjent teknikk kan nevnes US patenter 4 558 973, 4 519 727, 4 273 472, 4 155 672, 4 220 421, 3 063 500 og 3 190 056. For this purpose, a number of different constructions have previously been proposed. As an example, US patent 4,919,210 can be mentioned, which shows a device of the above-mentioned type, with a pyramid-shaped casing which, with the help of crane equipment, is lowered over the wellhead to rest on the seabed due to its weight, possibly anchored to anchors which are driven into the seabed. As further examples of prior art, US patents 4,558,973, 4,519,727, 4,273,472, 4,155,672, 4,220,421, 3,063,500 and 3,190,056 can be mentioned.

Felles for alle disse kjente løsninger er at overdekkings-konstruksjonene er meget store og tunge og/eller krever særskilte ankerfester, peler e.l. for å holdes på plass over brønnhodet. Det er derfor forbundet med relativt stor arbeids-, tid- og kostnadskrevende innsats ved installering og fjerning av slike kjente brønnhode-overdekkingskonstruksjoner. Common to all these known solutions is that the covering structures are very large and heavy and/or require special anchors, piles etc. to be held in place above the wellhead. It is therefore associated with a relatively large labor, time and cost-consuming effort when installing and removing such known wellhead covering constructions.

Ifølge foreliggende oppfinnelse løses problemet med en anordning av den innledningsvis angitte art, hvor kappen som skal dekke brønnhodet er innrettet til å forankres til selve brønnhodet, slik som nærmere angitt i karakteristikken til det etterfølgende krav 1. According to the present invention, the problem is solved with a device of the type indicated at the outset, where the casing which is to cover the wellhead is designed to be anchored to the wellhead itself, as further specified in the characteristics of the subsequent claim 1.

Man får derved en særdeles enkel og lett konstruksjon som med enkle midler lar seg montere på plass over og demonteres fra brønnhodet. På grunn av kappens utskiftbare overdel lar den seg enkelt tilpasse standard-brønnhoder av ulike typer. This results in an extremely simple and light construction that can be assembled in place above and dismantled from the wellhead with simple means. Due to the cover's replaceable upper part, it can easily be adapted to standard wellheads of various types.

Fordelaktige utføringsformer av oppfinnelsen er angitt i de øvrige, etterfølgende krav. Advantageous embodiments of the invention are specified in the other subsequent claims.

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til tegningen, hvor: Fig. 1 og 2 viser en utføringsform av en anordning ifølge oppfinnelsen i henholdsvis oppriss og grunnriss, Fig. 3 er et lengdesnitt langs linjen III-III på fig. 2, som viser anordningen installert på et brønnhode, Fig. 4 viser i større målestokk et nedføringsverktøy for bruk ved anordningen ifølge oppfinnelsen, In the following, the invention will be described in more detail with reference to the drawing, where: Fig. 1 and 2 show an embodiment of a device according to the invention in elevation and ground plan respectively, Fig. 3 is a longitudinal section along the line III-III in fig. 2, which shows the device installed on a wellhead, Fig. 4 shows on a larger scale a lowering tool for use with the device according to the invention,

Fig. 5 viser en detalj ved anordningen, Fig. 5 shows a detail of the device,

Fig. 6 viser et lengdesnitt lik fig. 3, hvor anordningen ifølge oppfinnelsen installeres over et brønnhode av en annen type enn det i fig. 3 viste, Fig. 7 viser anordningen ferdig installert på sistnevnte brønnhode, og Fig. 8 viser et lengdesnitt lik fig. 7, men hvor anordningen ifølge oppfinnelsen er installert på en tredje type standard-brønnhode. Fig. 6 shows a longitudinal section similar to fig. 3, where the device according to the invention is installed over a wellhead of a different type than that in fig. 3 showed, Fig. 7 shows the device fully installed on the latter wellhead, and Fig. 8 shows a longitudinal section similar to fig. 7, but where the device according to the invention is installed on a third type of standard wellhead.

Som vist på tegningen omfatter anordningen ifølge oppfinnelsen i hovedsaken en i bruksstilling oppad- og innadskrånende kappe 2. I den på tegningen viste utføringsform utgjø-res kappen av en pyramideformet hoveddel 4 bestående av en rørkonstruksjon eller et rammeverk sammensatt, fortrinnsvis ved sveising, av fire skråstilte, oppad konvergerende hjørne-elementer eller -stolper 6 som er innbyrdes forbundet via et antall horisontale sideelementer 8 kvadratisk anordnet i flere plan og i sin tur innbyrdes forbundet ved avstiverelementer 10 vinkelrett på sideelementene. Åpningene mellom rammeelemen-tene 6, 8, 10 er dekket, fortrinnsvis av et gittermateriale 12 med hullåpninger som tillater inspeksjon av et innenforlig-gende brønnhode fra kappens 2 utside, f.eks. ved hjelp av en ROV. Fortøyningsorganer, f.eks. i form av stenger 11, kan være anordnet i hver av kappens sideflater. As shown in the drawing, the device according to the invention mainly comprises an upwardly and inwardly sloping cover 2 in the position of use. In the embodiment shown in the drawing, the cover consists of a pyramid-shaped main part 4 consisting of a pipe structure or a framework composed, preferably by welding, of four inclined, upwardly converging corner elements or posts 6 which are interconnected via a number of horizontal side elements 8 squarely arranged in several planes and in turn interconnected by stiffener elements 10 perpendicular to the side elements. The openings between the frame elements 6, 8, 10 are covered, preferably by a grid material 12 with hole openings that allow inspection of an internal wellhead from the outside of the casing 2, e.g. using an ROV. Mooring means, e.g. in the form of rods 11, can be arranged in each of the side surfaces of the jacket.

Som et viktig trekk ved anordningen ifølge oppfinnelsen, har kappen 2 en utskiftbar overdel 14 som via en rundtløpende, ytre bunnflens 16 er boltet fast til en motsvarende, rundt-løpende toppflens 18 øverst på hoveddelens 4 hjørnestolper 6. Overdelen 14 har en dekkplate 2 0 som er forbundet med bunn-flensen 16 via et sylinderformet element 21 med omkretsmessig fordelte avstiverknekter 22. Dekkplaten 2 0 er utformet med en midtre forsenkning 23 som ender i en bunnplate 24. Som best vist i fig. 3 er det sentralt i forsenkningen 23 anordnet et oppadragende koplingsstykke 25 i form av en såkalt "J-pin" med to diametralt motsatt anordnete låsetapper 2 6 innrettet for samvirkning, etter bajonettlåseprinsippet, med to motsvarende J-formete spor 27 i et nedføringsverktøy 28 utformet med gjengemuffe 29 for tilkopling til en borerørstreng (fig. 4). Koplingsdelen 25 og nedføringsverktøyet 28 er av konvensjo-nell art og trenger ingen ytterligere beskrivelse her. F.eks. anvendes slikt verktøy normalt ved de deksler eller "lokk" As an important feature of the device according to the invention, the cover 2 has a replaceable upper part 14 which via a circular, outer bottom flange 16 is bolted to a corresponding, circular top flange 18 at the top of the main part's 4 corner posts 6. The upper part 14 has a cover plate 20 which is connected to the bottom flange 16 via a cylindrical element 21 with circumferentially distributed stiffeners 22. The cover plate 20 is designed with a central recess 23 which ends in a bottom plate 24. As best shown in fig. 3, there is arranged centrally in the recess 23 an upwardly extending coupling piece 25 in the form of a so-called "J-pin" with two diametrically opposed locking pins 2 6 arranged for interaction, according to the bayonet locking principle, with two corresponding J-shaped grooves 27 in a lowering tool 28 designed with threaded sleeve 29 for connection to a drill pipe string (fig. 4). The coupling part 25 and the lowering tool 28 are of a conventional nature and need no further description here. E.g. such tools are normally used for the covers or "lids"

("wellhead cap") som vanligvis monteres på toppen av et forlatt brønnhode, og i likhet med ved slike deksler er koplingsstykket 25 ved kappen 2 ifølge oppfinnelsen fortrinnsvis utformet med innvendig kanal 30 og injeksjonsrør 31 som gir mulighet for innføring av kjemikalier såsom korrosjons-hindrende midler i brønnhodet. Kappe-overdelens 14 dekkplate 20 med koplingsstykket 25 erstatter således det vanlige brønn-hodelokk. ("wellhead cap") which is usually mounted on top of an abandoned wellhead, and as with such covers, the connecting piece 25 at the cap 2 according to the invention is preferably designed with an internal channel 30 and injection pipe 31 which allows for the introduction of chemicals such as corrosion inhibiting agents in the wellhead. The casing upper part 14's cover plate 20 with the connecting piece 25 thus replaces the usual well head cover.

Nedad fra innsiden av kappe-hoveddelens 4 toppflens 18 strekker det seg en indre føringstrakt 32 med innvendige diametre tilpasset ytterprofilen på et standard-brønnhode, generelt betegnet med 60 på fig. 3, som rager opp over bunnen eller slamlinjen M. Som kjent består et slikt standard-brønnhode i hovedsak av det nedre 3 0" brønnhodehus 61 på toppen av det ytterste 30" foringsrør eller lederør 62, og det øvre 18 3/4" brønnhodehus 63 på toppen av det neste, 20" foringsrøret 64, idet det øvre hus 63 er opphengt i en skulder 65 i det nedre hus 61. I eksempelet på fig. 3 er brønnhodet 60 vist som et Cameron standard-brønnhode, type WS 11. Downward from the inside of the top flange 18 of the casing main part 4, there extends an inner guide funnel 32 with internal diameters adapted to the outer profile of a standard wellhead, generally denoted by 60 in fig. 3, which projects above the bottom or mudline M. As is known, such a standard wellhead essentially consists of the lower 30" wellhead housing 61 on top of the outermost 30" casing or guide pipe 62, and the upper 18 3/4" wellhead housing 63 on top of the next, 20" casing pipe 64, the upper housing 63 being suspended in a shoulder 65 in the lower housing 61. In the example in fig. 3, the wellhead 60 is shown as a Cameron standard wellhead, type WS 11.

Føringstrakten 32 er hovedsakelig sammensatt av tre seksjoner; en øvre, sylindrisk seksjon 34 med innerdiameter tilpasset ytterdiameteren på det øvre foringsrørhus 63, en utvidet midtre, sylindrisk seksjon 36 med innerdiameter tilpasset ytterdiameteren på det nedre lederørhus 61, samt en nedre, konisk utvidet innstyringsseksjon 38. The guide funnel 32 is mainly composed of three sections; an upper, cylindrical section 34 with an inner diameter adapted to the outer diameter of the upper casing casing 63, an expanded middle, cylindrical section 36 with an inner diameter adapted to the outer diameter of the lower guide casing 61, as well as a lower, conically expanded guide section 38.

I en forutbestemt avstand under hoveddelens 4 toppflens 18 er det anordnet låseorganer i form av et antall omkretsmessig symmetrisk fordelte, vinkelrett på kappeaksen for-løpende, gjengete låsebolter 40, f.eks. utformet som vist i fig. 5. Fortrinnsvis er det én bolt 40 sentralt i hver av pyramidekappens 2 fire sideflater. Hver låsebolt 40 er drei-bart opplagret i en ytre 42 og indre lagerhylse 44. Den ytre lagerhylse 42 er stivt forbundet med kappe-hoveddelens 4 rammeverk via en brakett 43 og plate 45, mens den indre lagerhylse 44 er stivt forbundet med den indre føringstrakt 32 ved nedre ende av dennes midtseksjon 36. Den ytre lagerhylsen 42, er i form av en mutter, med innvendige gjenger i inngrep med et gjengeparti 41 på låsebolten 40. Låseboltenes ytre endeparti er utformet med et f.eks. seks-kantformet dreiehode 46 innrettet for inngrep med et motsvarende utformet dreie-verktøy. Låseboltenes motsatte, indre endeparti eller låsehode 48 er avrundet eller avfaset for anlegg mot en passende anslagsflate, i det viste eksempel i form av en nedad/innadskrånende skulder 66, på lederørhusets 61 utside. I kappens 2 monterte tilstand som vist på fig. 3, befinner altså skulderen 66 seg i en forutbestemt avstand fra kappe-overdelens dekkplate 20. At a predetermined distance below the top flange 18 of the main part 4, there are arranged locking means in the form of a number of circumferentially symmetrically distributed, perpendicular to the cutting axis, threaded locking bolts 40, e.g. designed as shown in fig. 5. Preferably there is one bolt 40 centrally in each of the four side surfaces of the pyramid cap 2. Each locking bolt 40 is rotatably supported in an outer 42 and inner bearing sleeve 44. The outer bearing sleeve 42 is rigidly connected to the framework of the casing main part 4 via a bracket 43 and plate 45, while the inner bearing sleeve 44 is rigidly connected to the inner guide funnel 32 at the lower end of its middle section 36. The outer bearing sleeve 42 is in the form of a nut, with internal threads in engagement with a threaded part 41 on the locking bolt 40. The outer end part of the locking bolts is designed with an e.g. hexagon-shaped turning head 46 arranged for engagement with a correspondingly designed turning tool. The locking bolt's opposite, inner end part or locking head 48 is rounded or chamfered for contact against a suitable abutment surface, in the example shown in the form of a downward/inward sloping shoulder 66, on the outside of the guide tube housing 61. In the assembled state of the cover 2 as shown in fig. 3, the shoulder 66 is thus located at a predetermined distance from the cover plate 20 of the upper part of the jacket.

Låseboltene 40 er fortrinnsvis utformet slik at de bris-ter ved en forutbestemt skjærkraft, f.eks. ved et innsnevret tverrsnittsparti 47 nær det indre låsehode 48. The locking bolts 40 are preferably designed so that they break at a predetermined shear force, e.g. by a narrowed cross-sectional portion 47 near the inner locking head 48.

Kappens 2 høyde, eller nærmere bestemt avstanden h mellom undersidene av kappe-overdelens 14 bunnflens 16 og dekkplate 20, er slik tilpasset avstanden s mellom brønnhodets 60 toppflate 69 og anslagsflate eller skulder 66, at når kappen 2 hviler på brønnhodet med kappens dekkplate 20 i anlegg mot brønnhusets toppflate 69, vil det indre låsebolthode 48, i boltenes 40 innskrudde stilling, ligge fast an mot brønnhode-skråskulderen 66 og derved fastspenne kappen 2 til brønnhodet 60 på en meget stabil og pålitelig måte slik det fremgår av figuren. En tetningsring (ikke vist), fortrinnsvis av elastomermateriale, kan være anordnet mellom kappe-dekkplaten 20 og brønnhodets toppflate 69. The height of the casing 2, or more precisely the distance h between the undersides of the casing-upper part 14 bottom flange 16 and cover plate 20, is adapted to the distance s between the top surface 69 of the wellhead 60 and the impact surface or shoulder 66, so that when the casing 2 rests on the wellhead with the casing's cover plate 20 in against the top surface 69 of the well casing, the inner locking bolt head 48, in the screwed-in position of the bolts 40, will lie firmly against the wellhead inclined shoulder 66 and thereby clamp the casing 2 to the wellhead 60 in a very stable and reliable way, as can be seen from the figure. A sealing ring (not shown), preferably made of elastomer material, can be arranged between the casing cover plate 20 and the top surface 69 of the wellhead.

Lengden av de nedre endepartier eller ben 50 på kappens hjørneelementer 6 vil være tilpasset bunnforholdene og trenge mer eller mindre dypt ned i bunnen M, som antydet med brutte linjer i fig. 3. The length of the lower end parts or legs 50 of the cover's corner elements 6 will be adapted to the bottom conditions and penetrate more or less deeply into the bottom M, as indicated by broken lines in fig. 3.

Når anordningen ifølge oppfinnelsen skal plasseres over et forlatt brønnhode, blir kappen 2, ombord på en borerigg When the device according to the invention is to be placed over an abandoned wellhead, the casing 2, on board a drilling rig

e.l. (ikke vist), festet til nedføringsverktøyet 28 i enden av en borestreng 70 og under bistand av ROV og/eller dykkere ned-ført sentralt over brønnhodet 60' som vist i fig. 6, hvor kappens 2 føringstrakt 32 nettopp har entret toppen av brønnhodet 60', og låseboltene 40 er i sine ytterstilinger. Brønnhodet etc. (not shown), attached to the lowering tool 28 at the end of a drill string 70 and with the assistance of ROV and/or divers lowered centrally over the wellhead 60' as shown in fig. 6, where the casing 2 guide funnel 32 has just entered the top of the wellhead 60', and the locking bolts 40 are in their outer positions. The wellhead

60' vist i fig. 6 er av typen STC 10, som har en utvendig profil (Vetco) som skiller seg noe fra ytterprofilen til brønnhodet 60 vist i fig. 3. Således har 30" lederørhuset 61' en noe mindre ytterdiameter, og kappens 2 føringstrakt 32 er derfor i dette tilfelle forsynt med en utforingshylse 52 i nedre del av sin midtseksjon 36. Hylsen 52 har hull for gjennomføring av låseboltene 40. 60' shown in fig. 6 is of the type STC 10, which has an external profile (Vetco) which differs somewhat from the external profile of the wellhead 60 shown in fig. 3. Thus, the 30" guide tube housing 61' has a somewhat smaller outer diameter, and the casing 2 guide funnel 32 is therefore in this case provided with a liner sleeve 52 in the lower part of its middle section 36. The sleeve 52 has holes for the passage of the locking bolts 40.

Kappen 2 føres videre nedover inntil dens dekkplate 20 lander på brønnhodets 60' toppflate 69', idet utforingshylsen 52 under senkebevegelsen vil virke til å sentrere kappen 2 på brønnhodet. Deretter blir låseboltene 40, f.eks. ved hjelp av en ROV innskrudd for fastlåsing av kappen 2 på brønnhodet 60'. The casing 2 is further guided downwards until its cover plate 20 lands on the top surface 69' of the wellhead 60', as the liner sleeve 52 during the lowering movement will act to center the casing 2 on the wellhead. Then the locking bolts become 40, e.g. by means of an ROV screwed in for locking the casing 2 on the wellhead 60'.

I fig. 7 er kappen 2 vist anbrakt i stilling over brønn-hodet 60', med låseboltene 40 innskrudd til inngrep med lederørhusets 61' utvendige skulder 66'. Kappe-overdelens 14' høyde h er som før nevnt tilpasset avstanden s mellom brønn-hodets 60' toppflate 69' og dets anslagsflate eller skulder 66' slik at låseboltene 50 ved landing av kappen 2 på brønn-hodet 60' av typen STC 10 også i dette tilfelle blir liggende rett overfor brønnhodeskulderen 66'. In fig. 7, the jacket 2 is shown placed in position above the well head 60', with the locking bolts 40 screwed in to engage with the outer shoulder 66' of the guide tube housing 61'. As previously mentioned, the height h of the casing upper part 14' is adapted to the distance s between the top surface 69' of the wellhead 60' and its abutment surface or shoulder 66' so that the locking bolts 50 when landing the casing 2 on the wellhead 60' of the STC 10 type also in this case lies directly opposite the wellhead shoulder 66'.

På fig. 8 er anordningen eller kappen 2 ifølge oppfinnelsen vist anbrakt i fastlåst stilling over en tredje type brønnhode 60'', nemlig STM 15. Her har lederør- og foringsrørhusene 61'' og 63'' i det vesentlige samme ytterdiameter som tilsvarende deler 61, 63 i brønnhodetypen WS 11 vist i fig. 3, så det er ikke behov for noen utforingshylse 52 i føringstrakten 32. Imidlertid er ved STM 15-brønnhodet 60'' avstanden mellom brønnhodeskulderen 66'' og foringsrørhusets 63'' toppflate vesentlig større enn ved de to tidligere omtalte typer ifølge fig. 3 og 6 - 7. Som anslagsflate for låseboltene 40 har man derfor i dette tilfelle, istedenfor brønnhodeskulderen 66'', valgt et ovenforliggende, rundt-løpende spor 68 i lederørhusets 62'' ytterprofil, og kappe-overdelens 14'' høyde h er tilsvarende modifisert. Ved inn-skruing av boltene 40 vil således disse komme i inngrep med sporet 68 istedenfor med skulderen 66'', men om ønskelig kan selvsagt høyden h isteden tilpasses slik at låseboltene 4 0 danner inngrep med skulderen 66''. In fig. 8, the device or casing 2 according to the invention is shown placed in a locked position over a third type of wellhead 60'', namely STM 15. Here, the guide pipe and casing housings 61'' and 63'' have essentially the same outer diameter as corresponding parts 61, 63 in the wellhead type WS 11 shown in fig. 3, so there is no need for a liner sleeve 52 in the guide funnel 32. However, with the STM 15 wellhead 60'', the distance between the wellhead shoulder 66'' and the top surface of the casing 63'' is significantly greater than with the two previously mentioned types according to fig. 3 and 6 - 7. In this case, instead of the wellhead shoulder 66'', an overlying, circumferential groove 68 in the outer profile of the guide pipe housing 62'' has therefore been chosen as the contact surface for the locking bolts 40, and the 14'' height of the casing upper part h is correspondingly modified. When the bolts 40 are screwed in, they will thus come into engagement with the groove 68 instead of with the shoulder 66'', but if desired, the height h can of course be adjusted instead so that the locking bolts 40 form engagement with the shoulder 66''.

Bortsett fra ovennevnte modifikasjon av kappe-overdelens høyde og eventuelle utføringshylser 52, vil således kappens 2 konstruksjon og dimensjoner være i alt vesentlig uendret for alle de omtalte brønnhodesystemer, ssamt andre kjente systemer på markedet idag. Apart from the above-mentioned modification of the height of the casing upper part and any outlet sleeves 52, the construction and dimensions of the casing 2 will thus be essentially unchanged for all the mentioned wellhead systems, as well as other known systems on the market today.

Når kappen 2 således ved hjelp av låseboltene 4 0 er fastlåst på brønnhodet 60, 60', 60'', frigjøres nedføringsverk-tøyet 28 fra koplingsstykket 24 på vanlig måte, ved aksial- og dreiebevegelse av borerøret slik at koplingsstykkets låsetapper 2 6 bringes ut av inngrep med J-sporene i nedføringsverk-tøyet. When the casing 2 is thus locked onto the wellhead 60, 60', 60'' by means of the locking bolts 40, the lowering tool 28 is released from the coupling piece 24 in the usual way, by axial and rotary movement of the drill pipe so that the coupling piece's locking pins 26 are brought out of engagement with the J-slots in the lowering tool.

Dersom det blir aktuelt å fjerne kappen 2, f.eks. for å gjenoppta produksjon fra brønnen, skjer dette enklest ved igjen å kople et i enden av en borerørstreng anordnet nedfø-ringsverktøy 28 til kappens 2 koplingsstykke 25, og så trekke i borestrengen inntil låseboltene ryker i sitt svekningstverr-snitt ved en forutbestemte trekkraft som svarer til boltens forutbestemte brudd-skjærfasthet. Denne bruddfasthet kan passende være slik bestemt at boltene 40 ryker ved en oppadrettet trekkraft i koplingsstykket 24 på ca. 40 tonn. If it becomes relevant to remove the cover 2, e.g. to resume production from the well, this is most simply done by again connecting a lowering tool 28 arranged at the end of a drill pipe string to the casing 2 coupling piece 25, and then pulling on the drill string until the locking bolts break in their weakening cross-section at a predetermined pulling force that corresponds to the bolt's predetermined fracture-shear strength. This breaking strength can suitably be determined in such a way that the bolts 40 break at an upward pulling force in the coupling piece 24 of approx. 40 tons.

Claims

1. Device for covering a temporarily or permanently abandoned underwater wellhead, comprising an upwardly and inwardly sloping casing (2) in use position which is designed to be placed and anchored in a largely coaxial enveloping manner over the part of the wellhead that protrudes above bottom level ( 60, 60', 60''), characterized in that the cover (2) comprises

an inner guide funnel (32) with an inner diameter adapted to the outer profile of the wellhead, an upper part (14, 14', 14'') with a cover plate (20) arranged to lie tightly against the top surface (69) of the wellhead, as well as locking means (40) arranged to cooperate with a stop surface (66, 66', 68) on the outside of the wellhead (60, 60', 60''), thereby locking the casing (2) to the wellhead.

2. Device according to claim 1, characterized in that the upper part (14, 14', 14'') of the cover (2) is replaceable and has a height (h) adapted to the distance (s) between the top surface (69) and the contact surface (66, 66 ', 68) on the relevant wellhead (60, 60', 60'') the casing must cover, so that when the cover plate (20) of the upper part rests against the top surface (69) of the wellhead, the locking members (40) are level with the said abutment surface ( 66, 66', 68) on the wellhead.

3. Device according to claim 1 or 2, characterized in that the locking means (40) are in the form of a number of continuous, threaded locking bolts perpendicular to the axis of the casing (2).

4. Device according to claim 3, characterized in that the locking bolts (40) have a cross-sectional section dimensioned to burst when the jacket (2) is subjected to an upward pulling force of approx. 40 tons.

5. Device according to claim 3 or 4, where the cover (2) is pyramid-shaped, characterized in that a locking bolt (40) is arranged approximately centrally in each of the side surfaces of the cover.

6. Device according to one of the preceding claims, characterized in that the casing (2) is equipped with a connecting piece (24) for connection to a lowering tool (28) at the end of a drill string (70).

7. Device according to claim 6, characterized in that the connection between the coupling piece (24) and the lowering tool (28) is of the bayonet lock type ("J-tool").